燃煤火力发电厂典型设备介绍

1、燃煤火力发电厂典型设备介绍1. 概述1.1. 主设备概况广东红海湾发电有限公司一期工程#1、 #2机组为国产 600MW 超临界压力燃煤发电机组, 主要是带基本 负荷运行,同时具有一定的调峰能力,热力系统为单元制系统,循环冷却水取自海水,为开式循环,三大 主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、 东方汽轮机厂、 东方电机股份有限公司制造 , 容量及参数相 互匹配。1 汽轮机型号:N600-24.2/566/566,型式:超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、 凝汽冲动式汽轮机。a 高压缸调节级叶片采用单列冲动式,高、中、低压缸其它叶片全部采用冲动式。高压缸为 8级,其中 第一级

2、为调速级;中压缸为 6级;低压缸为 2×2×7级。b 冲动式汽轮机各级压降大部分都发生在喷嘴中,很少一部分产生在动叶中。由于动叶压降很小,叶片 周围的漏汽就比较少, 汽轮机的轴向间隙设计得大一些, 这样能够充分承受启动和停机时产生的轴向胀差, 提高机组的启停速度和变负荷性能。2 锅炉型号为 DG1950/25.4- 2,型式为 型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙 对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分 离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅 炉。a

3、锅炉在燃用设计煤种时,能满足负荷在大于锅炉的最低稳燃负荷 40%B-MCR时,不投油长期安全稳定 运行,并满足自动化投入率 100%的要求。b 在全部高加停运时,锅炉的蒸汽参数能保持在额定值,各受热面不超温,蒸发量也能满足汽轮机在此 条件下达到额定出力。c 主要通过调节燃 -水比并辅以一、二级减温水调整锅炉主汽温,主要通过烟气挡板并辅以再热器减温水 调整再热汽温。d 锅炉为变压运行,采用定 滑 定的方式,锅炉压力 负荷曲线与汽轮机相匹配(见附录 B 。e 锅炉能适应设计煤种和校核煤种。 燃用设计煤种, 在 BRL 工况下锅炉保证热效率不小于 93.52%(按低 位发热值,空预器进风温度 30。

4、3 发电机是型号为 QFSN-600-2-22A 、自并励静止可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电 机,其出口电压为 22KV 。发电机冷却方式为水 -氢 -氢,即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢 冷。4 电气主接线系统采用一个半断路器接线方式 , 即两个完整串的 3/2交叉接线方式,两台发电机及两回出 线交叉接入 500kV GIS。5 主变是保定天威特变电气股份公司提供的、型号为 SFP-720000KVA/500kV的三相双绕组、铜导线无激 磁调压型的屋外升压变压器;冷却方式为强迫油循环风冷(ODAF , 分接开关为(525±2×2.5%/22。

5、6 DCS选用上海西屋控制系统有限公司的 OVATION 控制系统。1.2. 分系统概况1 汽缸设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中,温度梯度造成的变形量小,能始 终保持正确的同心度。2 高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件选用在高温下持久强度较高的材料。3 低压缸与凝汽器喉部采用不锈钢弹性膨胀节连接,凝汽器与基础采用刚性支撑的方式。1 汽轮机转子采用无中心孔整锻转子。2 汽轮机可以不揭缸进行转子的动平衡。3 各个转子的脆性转变温度(FATT 的数值:高中压转子 100,低压转子 -6.6。4 叶片在允许的周波变化范围内不会产生共振。1 主轴承不会出现油膜振荡,各轴

6、承的失稳转速均在额定转速 125%以上。2 #1、 #2轴承采用可倾瓦式轴承,其余轴承均采用椭圆形轴承。3 检修时不需要揭开汽缸和转子,就能够把各轴承方便地取出和更换。4 主轴承是水平中分面的,不需吊转子就能够在水平,垂直方向进行调整,同时是自对中心型的。5 任何运行条件下,各轴承的回油温度不超过 75,每个轴承回油管上有观察孔及温度计插座。6 运行中各轴承金属温度不准超过 90,乌金材料允许在 112以下长期运行。7 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。8 各支持轴承均设有轴承金属温度测点。1 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门关闭严密,采用具有高强度的耐热钢材,能承受在

7、主蒸汽、 热再热汽管道上 1.5倍设计压力的水压试验。2 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还能够在检修后进行 单独开、关试验。3 在高、中压主汽门壳体上产生较大应力的部位,设有金属温度测点。4 在高、中压主汽门导汽管、疏水管上,设置有停机后汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。5 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门有显示阀门位置的机械指示装置和开、关位置行程开关。6 高压主汽门、高压调节汽阀、中压联合汽门的作用是控制和调节进入汽轮机的蒸汽量。高中压缸绝对死点在推力轴承靠低压缸侧处,高中压缸向机头方向膨胀;低压缸 A 、低压缸 B 的死点分别 在低压缸第

8、一级进汽靠高中压缸侧汽缸处,低压缸 A 、低压缸 B 在此死点处分别向两侧方向膨胀;转子的 死点在推力轴承靠工作面侧,距离高中压缸绝对死点 215.5mm 处,高中压转子往机头方向膨胀,低压转 子往发电机方向膨胀。1 炉膛水冷壁分上下两部分,下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏,上部水冷壁采用全焊接的垂直上升膜式管屏,中间由过渡水冷壁和混合联箱转换连接。2 螺旋水冷壁全部采用六头、上升角 60°的内螺纹管,共 492根,规格 38.1×7.5,材料为 SA-213T2。3 过渡段水冷壁两侧和前墙管子规格:内螺纹管 38.1×7.5,材料为 SA-213T2,和垂

9、直管 31.8×9,材 料为 15CrMoG 。后墙管子规格:内螺纹管 38.1×7.5和 垂直管 31.8×7.5,材料为 15CrMoG 。4 上部垂直水冷壁管子规格 31.8×9,材料为 15CrMoG 。垂直水冷壁管数:前墙 434根,两侧墙各 304根,凝渣管 48根,后墙折焰角和水平烟道底部水冷壁共 386根。5 由于同一管带中管子以相同方式绕过炉膛的角隅部份和中间部份,因此吸热均匀,使得水冷壁出口的 介质温度和金属温度非常均匀,为机组调峰及安全可靠地运行提供了保证。1 过热器由四部分组成:顶棚过热器、包覆过热器(包括前、中、后包覆过热器,低

10、温过热器,屏式 过热器和高温过热器。过热器系统中采用一次左右交叉(屏过出口至高过进口之间,并布置了两级喷水 减温器。2 顶棚过热器及后竖井区域:从炉前一直到后墙顶棚出口联箱为顶棚过热器。从顶棚出口联箱分三类连 接管分七路进入中隔墙、前、后包墙、后竖井两侧包墙及水平烟道两侧墙后部。后竖井下部环形联箱引出 汽吊管前墙吊低再管,后墙吊低过、省煤器管(汽吊管 384根。3 低温过热器:布置在后竖井后烟道内,分为水平段和垂直段,顺列布置,蒸汽与烟气逆流换热。4 屏式过热器:辐射式屏式过热器布置在炉膛上部区域,在深度方向布置 2排,每一排屏沿炉宽方向布 置 15屏,共 30片。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀

11、,在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。 5 高温过热器:对流式高温过热器位于折焰角上部,沿炉宽有 32片管屏,每片管屏由 21根管子并联绕 制而成,材料为 SA-213TP347H ,最外圈管 50.8×9,其余 45×7.8。为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀, 在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。1 低温再热器由水平段和垂直段两部分组成,水平段分三组,水平布置于后竖井前烟道内,由 6根管子 绕制而成,沿炉宽方向共布置 192排,材质 SA-210C ,垂直段由两片相邻的水平蛇形管合并而成,横向排 数 96排,材质 12CrMoVG 。2 高温再热器布置于高温过热器后的

12、水平烟道内, 共 64片蛇形管屏, 每片管屏由 13根管子并绕成 U 型, 材质 SA-213TP347H 。1 位于后竖井后烟道内低温过热器下方,沿烟道宽度顺列布置,从省煤器出口集箱炉 A 侧通过单根下降 管、 32根下水连接管引入螺旋水冷壁。1 炉膛设计有较高的炉膛高度,前后墙均匀布置燃烧器,对冲燃烧,减少炉膛出口烟温偏差;2 屏式过热器出口至高温过热器进口设置一次左右交叉,两级喷水减温装在 A 、 B 侧并分别控制,系统和 受热面布置合理,减少蒸汽侧的热力偏差;3 低温再热器出口至高温再热器进口设置一次左右交叉。1 自给水管路出来的水由炉前 A 侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器进口集

13、箱,水流经省煤器受热 面吸热后,由省煤器出口集箱 A 侧引出下水连接管进入螺旋水冷壁进口集箱,经螺旋水冷壁管、螺旋水冷 壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁进口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混 合集箱汇集后,经引入管引入汽水分离器进行汽水分离,从分离器分离出来的水进入贮水罐,水质合格时 排往凝汽器, 水质不合格时排至循环水排水管道,蒸汽则依次经顶棚管、 后竖井 /水平烟道包墙、 低温过热 器、屏式过热器和高温过热器。一级减温水设置在低温过热器出口和屏式过热器进口之间,二级减温水设 置在屏式过热器出口和高温过热器进口之间。2 从汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器和

14、水平烟道内的高温再热器后,从再热器出口 集箱引至汽机中压缸。再热蒸汽温度的调节通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制 , 在低温再热器出口管道上布置再热器再热器减温水作为辅助调节手段。1 锅炉的启动系统由 2个汽水分离器、 1个储水罐、 2个水位控制阀 (361A 、 B 阀 及汽水连接管等组成。2 在负荷 28%B-MCR 后,纯直流运行,一次上升,汽水分离器入口具有微过热度。3 汽水分离器布置在炉前,汽水混合物从垂直水冷壁出口混合集箱来,采用旋风分离形式,汽水分离器 规格为 876×98(内径 680,材料为 SA-336F12,直段高度 2.980M ,总长 4.

15、08M 。4 储水罐规格为 972×111(内径 750,材料为 SA-336F12,直段高度 17.5M ,总长 18.95M 。5 储水罐上部蒸汽连接管、下部出水连接管上各布置一个取压孔,后接三个并联的单室平衡容器,水、 汽侧平衡容器一一对应,提供压差给压差变送器进行储水罐水位控制。1 风烟系统采用平衡通风的方式,通过匹配送风机与引风机的出力平衡炉膛的压力。2 送风机和一次风机将冷空气送往两台空预器,冷风在空预器中与锅炉尾部烟气换热被加热成热风,热 二次风一部分送往喷燃器助燃实现一级燃烧,一部分送往燃尽风喷口保证燃料充分燃尽。热一次风送往磨 煤机和冷一次风混合调节实现煤粉的输送、

16、分离和干燥。3 燃料在炉膛燃烧产生高温热烟气主要以辐射传热的方式将一部分热量传递给炉膛水冷壁和屏式过热 器,然后热烟气通过高温过热器、高温再热器进入后竖井包墙。后竖井包墙内的中隔墙将后竖井分成前、 后两个平行烟道,前烟道内布置冷段再热器,后烟道内布置低温过热器和省煤器。在上述受热面中高温烟 气主要以对流传热的方式将热量传递给介质,烟气的温度逐渐降低。烟气调节挡板布置在低温过热器和省 煤器后,用来改变通过竖井前、后隔墙的烟气量达到调节再热蒸汽温度的目的。穿过烟气挡板后的烟气进 入空预器进行最后冷却,然后进入两台双室四电场电除尘净化后,通过两台引风机经增压风机后排向脱硫 岛脱硫,进入烟囱排向大气。

17、4 送风系统送风机和一次风机采用动叶可调轴流式风机,每台炉各配备两台。5 烟气系统引风机采用静叶可调轴流式风机,每台炉配备两台。每台炉配备两台静电除尘器,除尘效 率 99.86%。烟气脱硫系统采用石灰石 -石膏湿法脱硫工艺。6 #1、 #2两台炉合用一座直筒型双钢内筒烟囱,烟囱高 210m ,出口直径为 6.0m。7 由于大容量机组的风机可靠性已大为提高,部分风机的检修周期甚至比锅炉检修周期还长,因此送风 机与引风机均不设备用,在其中 1台风机事故跳闸状态下,另 1台风机可以使锅炉在 60%以上负荷运行, 不需要投燃油助燃。1 燃烧系统采用前后墙对冲燃烧方式燃烧器采用 BHK 技术设计的低 N

18、Ox 旋流式煤粉燃烧器(HT-NR3, 满足燃烧稳定、高效、可靠、低 N0x 的要求。2 在 HT-NR3燃烧器中,燃烧的空气被分为三股:直流一次风、直流二次风和旋流三次风。3 锅炉采用二级点火,先用高能点火器点燃点火油枪,然后由点火油枪点燃启动油枪或煤粉。4 燃烧系统共布置有 16只燃烬风喷口, 36只 HT-NR3燃烧器喷口,共 52个喷口。燃烧器分 3层,每层共 12只,前后墙各布置 18只 HT-NR3燃烧器。1 火焰检测冷却风系统采用离心式风机,每台锅炉设 2台, 1台运行, 1台备用。1 采用中速磨煤机正压冷一次风机直吹式制粉系统。 每台锅炉设 6台中速磨煤机, 6台电子称重皮带式

19、给 煤机,相应设置 6个原煤仓,满负荷其中 5套制粉系统运行, 1套备用。磨煤机的密封风从一次风机出口 来,采用母管制,设 2台离心式密封风机, 1台运行, 1台备用。2 经过初步破碎的原煤通过输煤皮带送到原煤斗,经过原煤插板后落到称重皮带式给煤机。给煤机根据 机组负荷指令调节给煤机驱动电机转速来达到调节进入磨煤机的煤量。原煤进入磨煤机后在磨辊的碾压下 破碎,在向磨盘边缘移动的过程中被进入磨煤机后通过风环旋转的一次风携带上升,在磨煤机本体中煤粉 被加热干燥和分离后,细度合格的煤粉通过六根煤粉管道送往相应的喷燃器燃烧,粒度较大的煤粉落入磨 盘继续进行破碎。煤中掺杂难以被破碎的铁块、石块等在风环中

20、不能被一次风托起并携带上升,落入一次 风进风室中被刮板带至石子煤仓,由水力石子煤排放系统进行清理。3 制粉系统的一次风(干燥剂由 2台一次风机提供,分为 2路,一路经空气预热器加热后,作为热一 次风,另一路作为压力冷一次风。通过磨煤机入口前热一次风调节风门和冷一次风调节风门调节热风和冷 风的混合比例,获得所需要的制粉一次风(干燥剂温度和流量。磨煤机入口前风管道上装设有风量测量 装置,用来测量一次风量以便于风煤比调节。磨煤机出口分成 6根送粉管道,分别进入 6个煤粉燃烧器, 每台磨煤机分别对应前墙或后墙的 1层燃烧器。1 炉前燃油系统分为点火油与启动油两个部分,点火油系统设 36只点火油枪,每只

21、油枪出力 250kg/h, 采用机械雾化方式。点火油枪采用高能点火器点火,用于启动油枪或者煤粉燃烧器的点火,在锅炉低负荷 运行时,用于稳定煤粉燃烧器的燃烧。启动油系统设 18只启动油枪,每只油枪出力 2.2t/h,采用蒸汽雾 化方式,雾化蒸汽由启动锅炉或者邻炉的辅助蒸汽提供,启动油枪用于锅炉暖炉、维持锅炉负荷。1 机组点火油和启动油均用#0轻柴油。2 燃油采用船运,码头卸油。3 燃油系统的出力可同时满足 1台机组启动、另 1台机组投油助燃的用油量。4 油罐区设 2个 2000m³钢制拱顶油罐和 1间燃油泵房, 泵房内布置 3台供油泵, 在锅炉最大用油量时 (1台机组启动、另 1台机组

22、投油助燃 2台运行, 1台备用,锅炉较高负荷运行时只运行 1台。另外,设 1台启动锅炉燃油泵。1 主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口 PCV 阀(电磁释放阀动作的最低整定压力。主蒸汽系 统管道的设计温度为锅炉过热器出口额定主蒸汽温度加锅炉正常运行时允许温度正偏差 5°C。2 壁厚,下同,在接近汽轮机处分为三根支管,其中两根支管分别进入两个主汽阀,再通过四个调节 阀进入汽轮机高压缸。另一路进入高压旁路系统。 ×78(内径管,最小内径 ×主蒸汽采用单元制系统,布置 呈 2-1-2型,主蒸汽分别由两侧的高温过热器出口联箱引出后合为一根,主管道规格为 Di419.1

23、3 主蒸汽管道的有一支管供蒸汽到汽轮机轴封系统,在机组热态或极热态启动时作为轴封系统的汽源。4 主蒸汽管道的主管采用按美国 ASTM A335P91标准生产的无缝钢管, 其它管道 (包括疏水管道 采用 1 2Cr1MoV 无缝钢管。1 26.97中,在进入锅炉低温再热器入口联箱之前分成两根支管。 ×96519.05,之后接入总管(×66 0再热蒸汽采用单元制系统,按 2-1-2型布置,汽轮机高压缸排汽为两根管道(2 再热器蒸汽侧的压降不大于 0.19 MPa(按 B-MCR 工况计算。3 冷再热蒸汽系统管道用来输送从汽轮机高压缸排汽到锅炉再热器的冷再热蒸汽。4 冷再热蒸汽系

24、统管道的设计压力为机组 VWO 工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽压力的 1.15倍。冷再 热蒸汽系统管道的设计温度为 VWO 工况热平衡图中汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在管道设计压力下相 应温度。5 在高压缸排汽的总管上装有气动逆止门,以便在停机时,防止蒸汽倒回到汽轮机,而引起汽轮机超速。6 在高压缸排汽总管气动逆止门后设有一条给水泵汽轮机的高压供汽管道;另装有至 #2高压加热器、汽 轮机轴封系统及辅助蒸汽系统的各供汽管道。7 冷再热蒸汽管道采用按美国 ASTM A672B70CL32标准生产的电熔焊钢管。8 热再热蒸汽管道用来输送由机组启动到最大负荷的所有流量下,从锅炉高温再热器出口联箱到汽轮

25、机 中联门的再热蒸汽。9 热再热蒸汽系统管道的设计压力为锅炉再热器出口安全门动作的最低整定压力。热再热蒸汽管道系统 的设计温度为锅炉再热器出口额定再热蒸汽温度加锅炉正常运行时的允许温度正偏差 5°C。10 32的总管。 在进入汽轮机中联门前再分为三个支管, 其中两路进入汽轮机, 另一路进入低压旁路系统。 ×23的管道,之后合为一根 Di914×与锅炉再热器出口联箱相接的是两根 Di64811 热再热蒸汽管道的总管采用按美国 ASTM A335P91标准生产的无缝钢管,其它管道(包括疏水管道 采用 12Cr1MoV 无缝钢管。12 采用汽机旁路系统和炉膛出口的烟温探

26、针等措施保护再热器。13 为了在进行再热器水压试验时隔离再热蒸汽管道, 在再热器进、 出口的每一支管上装有水压试验堵阀。1 汽轮机采用中压缸启动方式。为了协调机炉运行,改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的 特性,适应快速升降负荷,增强机组的灵活性,机组设置一套 40%容量的高压和 52%容量低压两级串联 汽轮机旁路系统。旁路系统的有下列功能:a 使机组能适应频繁启停和快速升降负荷,并将机组承压部件的热应力控制在合适的范围内。b 改善机组的启动性能(特别是热态和极热态启动,缩短机组启动时间,减少汽机的寿命损耗。c 汽机甩部分负荷或甩全负荷时, 可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量, 减少

27、锅炉安全门的起跳次数, 减少安全门的排放量。2 高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出,经减压、减温后接至冷再热蒸汽管道,高压旁路的减温水取 自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水母管。低压旁路每台机组安装二套,从汽机中压缸入口前热再热蒸 汽总管接出,经减压、减温后接入凝汽器。减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。 高低压旁路 包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管,保证高、低压旁路蒸汽管道在 机组运行时始终处于热备用状态。3 不同启动方式下推荐的旁路门的运行控制方式A. 冷态、温态和热态启动如下图所示,旁路门的控制分为五个阶段1 a阶段 : 旁路门全关,锅炉点火后,当

28、主汽压 0.5MPa 时进入 b 阶段。2 b阶段 : 旁路门开度随主蒸汽压力比例变化。3 c阶段 : 汽机冲转前,旁路门控制蒸汽压力为 8.73MPa 。4 d阶段 : 汽机冲转后,旁路门开度逐渐减小以控制蒸汽压力为 8.73MPa 。5 e阶段 : 当负荷超过 15%ECR 后,旁路门全关,锅炉由主蒸汽压力控制转为煤水比控制。B. 极热态启动如下图所示, 由于极热态启动时, 主蒸汽压力已经建立,因此, 将旁路门的设定压力比当前 压力提高 +3.9MPa。锅炉点火约 10分钟后,将旁路门的压力设定改为 10MPa 。当负荷达到 10%20%E CR 时,高旁门全关,锅炉由主蒸汽压力控制转为煤

29、水比控制1 给水系统由给水泵将除氧器水箱中的给水送到锅炉省煤器入口 ,同时提供高旁减温水,省煤器出口经 下降管至水冷壁出口,同时提供过热器一、二级减温水和 361A 、 B 阀暖水。给水系统采用单元制,每台机 组配备 2台 50%容量的汽动给水泵, 每台汽动给水泵配一台定速电动前置泵, 汽动给水泵与前置泵不考虑 交叉运行。 一台 30%容量液力偶合器调速的电动给水泵, 用于启动和备用, 前置泵与主泵用同一电机同轴 拖动。在一台汽动给水泵故障时,电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机 90%THA工况 以上负荷的需要。2 给水系统设有一台除氧器,可适应定 滑压运行。水箱的贮水容量可以满

30、足不少于 5分钟无凝结水进入 时锅炉最大蒸发量所需给水量。3 三台 100%容量卧式高压加热器串联布置,高压加热器系统共用一个快速电动大旁路阀 , 以保证高压加 热器退出运行时锅炉最大给水量。1 系统是将凝汽器热水井中的 凝结水经凝结水精处理设备、轴封加热器、低压加热器输送至除氧器,另 外还向汽机本体疏水扩容器、低旁减温器、给水泵密封水等提供减温水。2 系统设置 2台 100%容量的凝结水泵,一台运行,一台备用。当任何一台泵发生跳闸、 凝汽器热水井水 位高或凝结水压力低时,备用泵自动启动投入运行。凝结水泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨 胀节,出口管道上设置逆止门和电动隔离阀。进、出口的

31、电动隔离阀门将与凝结水泵联锁,以防止凝泵在 进、出口阀门关闭状态下运行。3 凝结水处理采用凝结水精处理装置。 凝结水由凝汽器热水井经一根总管引出, 然后分两路至两台 100%容量的凝结水泵,其出水管合并一路后依次经凝结水精处理装置、轴封加热器、低压加热器至除氧器。凝 结水在精处理装置中进行 100%的处理。为了在凝结水精处理装置出现故障退出运行时,仍能维持机组继 续运行,在装置的进、出口均装有隔断阀,并设置旁路管道及阀门。4 凝结水精处理装置出口的凝结水,在进入轴封加热器前,将供给各辅助系统的减温用水和辅助系统的 补充用水以及设备或阀门的密封用水。5 经凝结水精处理后的凝结水进入轴封加热器。轴

32、封加热器为表面式热交换器,用以凝结轴封漏汽和低 压门杆漏汽。轴封加热器依靠轴加风机维持微真空状态,以防蒸汽漏出大气。为维持上述的真空还必须有 足够的凝结水量通过轴封加热器,以凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。为简化系统、减少投资,轴封加热器 进、出口的凝结水管道上均不设阀门,也不设旁路管道。轴封加热器出口凝结水管道上还设有当凝汽器热 水井高水位时,将凝结水返回至 800m³凝结水补充水箱的系统。6 凝结水系统设有再循环管道,自轴封加热器出口的凝结水管道引出,经调节阀回到凝汽器,以保证启 动和低负荷期间凝结水泵通过最小流量运行,防止凝结水泵汽蚀,同时也保证机组启动和低负荷运行时有 足够的凝结

33、水量流过轴封加热器,以维持轴封加热器的微真空。7 凝结水系统配有四级全容量表面式低压加热器。轴封加热器后的凝结水经除氧器水位气动控制阀进入 凝汽器喉部的双列 8、 7号复合式低压加热器,出来后再合为一根母管经 6号低压加热器、 5号低压加热 器至除氧器。进除氧器的凝结水管道上设一只逆止门,以防止除氧器内蒸汽倒流进入凝结水系统。 5、 6号低压加热器均采用电动隔离阀的小旁路系统, 7、 8号组合式低压加热器采用电动阀大旁路系统。 8 系统中设置除氧器水箱热水循环泵,机组启动时,给水经启动热水循环泵进入除氧头,通过辅助蒸汽 加热及除氧,有利于缩短除氧器启动时间、提高机组整体启动的灵活性。1 每台机

34、组设有一个 800m³的补给水箱,其主要作用是作为凝汽器热水井水位控制的储水和补水容器,并为工业水系统提供启动注水和除氧器的启动上水。补水箱水源来自化学水处理室的除盐水,其水位由补 充水进水管上的调节阀控制。2 补水箱配置两台补给水泵,主要用于机组启动时热力系统充水,工业水系统充水等。二台补给水泵的 总容量满足锅炉启动冲冼时的水量要求 (约为锅炉直流负荷即 28%BMCR 的给水流量 , 每台泵各为 50%容量。泵入口设有滤网和手动隔离阀,泵出口设有逆止门和电动隔离阀,在泵出口逆止门与电动隔离阀间 接出最小流量再循环管路。此外,泵侧设有由一逆止门和一手动隔离阀组成的旁路,机组正常运行

35、时通过 该旁路靠储水罐和凝汽器之间的压差向凝汽器补水。当真空低直接补水不能满足时,开启补给水泵向凝汽 器补水。3 系统中不另外设置锅炉进水泵,启动时由凝结水补给水泵通过除氧器,水在除氧器中通过辅助蒸汽加 热至 100°C后经电动给水泵和给水系统向锅炉进水。4 补给水系统的阀门均采用不锈钢阀门,管道采用不锈钢材料。1 高压加热器疏水采用逐级回流串联疏水方式,即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器,直至排 到除氧器。 13号高加事故放水和除氧器溢放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。 启动期间, 除氧水箱不合 格水排向锅炉启动疏水扩容器。低压加热器也用逐级回流疏水,最后排到凝汽器进入凝结水系

36、统,各低压 加热器事故放水均排到连通凝汽器疏水扩容器。每个疏水管路均设有疏水调节阀,用于控制加热器的正常 水位。所有疏水调节阀的布置尽量靠近下一级接受疏水的加热器或扩容器,以减少两相流动的管道长度, 避免管道震动,疏水调节阀后管径放大一级,且高加疏水采用厚壁耐冲蚀的低合金钢管,低加疏水采用厚 壁管。2 加热器事故放水有三种情况:一是加热器管子断裂或管板焊口泄漏,给水进入壳体造成水位升高或者 正常疏水调节阀故障,疏水不畅造成壳体水位升高。另一种情况是下一级加热器事故关闭上一级的疏水调 节阀,上一级加热器疏水无出路。最后一种是低负荷时,加热器间压差减小,正常疏水不能逐级自流。上 述任何一种事故情况

37、下,开启有关加热器事故放水阀,经扩容降压后排入凝汽器。3 高、低压加热器水侧、汽侧均设有放气管道及安全门。汽侧还设有停机期间充氮保护接口。高压加热 器连续运行排气接至除氧器,低压加热器连续运行排气接至凝汽器。在加热器连续排气口内,设有内置式 节流孔板,以控制高压排气(汽量。4 除氧器排气管道上设有截止阀和节流孔板,还设有电动旁路阀。当节流孔板阻塞时,电动旁路阀开启, 以保证除氧器排气量。5 轴封加热的疏水经单级 U 形水封管疏入凝汽器。1 汽轮机设八段非调整抽汽(包括高压缸排汽。一、二、三段抽汽分别供至 1、 2、 3号高压加热器, 四段抽汽供给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统等。五、六、七、

38、八段抽汽分别供至 5、 6、 7、 8号低 压加热器。2 为防止汽轮机超速和进水,除七、八段抽汽管道外,其余抽汽管道上均设有气动逆止门和电动隔离阀。 电动隔离阀是防止汽轮机进水的一级保护,气动逆止门主要用于防止汽轮机超速保护,同时兼作防止汽机 进水的二级保护。3 由于除氧器给水箱是一个水容积很大的混合式加热器,一旦汽机甩负荷,抽汽压力突然降低,给水箱 中的饱和水将迅速汽化,产生大量的蒸汽,将会引起汽水倒流入抽汽管再灌入汽轮机,且考虑到四段抽汽 管道上的用汽点较多,故在四段抽汽管道总管靠近汽轮机处装设两个串联的气动逆止门和一个电动隔离 阀,在各用汽支管上分别又设置了逆止门,以确保汽轮机的安全运行

39、。4 小汽轮机具有双进汽口,外切换,采用两个汽源。高压汽源为二段抽汽,低压汽源为四段抽汽。四段 抽汽经流量测量喷嘴后,分成两根支管,分别去两台小汽轮机的低压调节阀。低压汽源每一支管上设一个 电动隔离阀和一个逆止门。逆止门是为了防止高压汽源切换时,高压蒸汽进入抽汽系统。5 小汽轮机排汽口垂直向下,排汽管上设置一组水平布置的压力平衡式膨胀节,并设有一个安全膜板,以保护小汽轮机及排汽管。排汽管上还设一个电动蝶阀,安装在紧靠凝汽器的接口处,便于小汽轮机隔离 检修。6 汽轮机五、六段抽汽口位于凝汽器的壳体内。五、六段抽汽管道从凝汽器的壳体内穿出分别合为一根 母管至各自的加热器, 抽汽母管上装有电动隔离阀

40、和气动逆止门。 7、 8号复合式低压加热器布置在凝汽器 喉部,由于接近末级排汽,汽机无超速可能,故不设逆止阀。7 为防止汽轮机进水,抽汽系统设有完善的疏水系统。1 二台机组之间设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽有以下几个汽源:a 调试及初次启动汽源来自启动锅炉;b 邻炉来汽;c 正常运行时由本机四段抽汽经减温后送到辅助蒸汽系统。d 低负荷本机四段抽汽不能满足要求时由二段抽汽经减温减压后送到辅助蒸汽系统;2 机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自该辅助蒸汽 母管。辅助蒸汽母管的设计参数为:压力:0.81.27MPa ;温度:350381°C。3 第

41、一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由一台 35t/h的启动锅炉供应, 启动锅炉出口蒸汽参数为 1.27 M Pa , 350°C。第二台机组投产后,两台机组可相互供给启动用汽。4 辅助蒸汽系统的主要功能为机组启动时除氧器预热稳压和锅炉进水加热、启动油枪雾化、汽轮机和小 汽轮机汽封、小汽轮机调试以及暖缸等提供用汽。辅助蒸汽系统供汽能力为一台机组启动和另一台机组正 常运行的用汽量之和。1 该系统在机组启动初期将主凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求; 机组在正常运行中除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体。2 由于凝汽器高、低压壳体有抽空气管相连,因此凝汽器汽侧抽真空系

42、统设置三套 50%容量的水环式真 空泵,与低压凝汽器壳体连接。正常运行时,两台运行,一台备用。在机组启动时,三台真空泵可一起投 入运行,这样可以更快地建立起所需要的真空度,从而缩短机组启动时间。3 每个凝汽器壳体上还设置 1个真空破坏电动门,用于在机组事故情况下破坏真空,增加凝汽器背压, 缩短汽机惰走时间。1 除真空泵外,其它设备用水均来自工业水系统。由于冷却水温度越低,真空泵抽真空的效果越好,故 真空泵冷却用水取自循环水供水管上的海水。2 工业水系统设两台 100%容量工业水泵(一台运行一台备用、两台全钛管式水 -水冷却器和一个高位 布置的缓冲水箱, 水 -水冷却器容量能满足机组从启动到最大

43、出力时各种工况下运行的冷却水要求, 并留有 一定的裕量。工业水的启动注水来自补给水箱出口的除盐水,补给水为凝结水。1 汽轮机润滑油系统采用主油泵 油涡轮供油方式。 主油泵由汽轮机主轴直接驱动, 其出口压力驱动油 涡轮投入工作。润滑油系统主要用于向汽轮发电机组提供油源。2 油系统中设有两台冷油器,为下锈钢管式换执器。一台运行,一台备用。可通过切换阀进行切换。3 汽轮机主油箱及小汽机润滑油箱容量能保证在厂用交流电失电且冷油器断冷却水的情况下停机时,机 组安全惰走,油温不超过 80°C。循环水采用单元制供水系统,以海水作为凝汽器冷却水的循环水,其流程为:码头港池 取水口 引水明 渠 循环水

44、泵房 循环水进水管 凝汽器 排水管 虹吸井 排水管 排水口。1 取水口 :循环水取水口布置于厂区东北面的白沙湖煤码头港池南岸墙,在重件码头和油码头之间。2 引水明渠 :引水明渠满足四台机组容量,明渠位于取水口和前池之间,长约 920m 。3 进水前池 : 为使引水明渠与循环水泵房有良好的衔接,保持良好的流态,于两者之间设置进水前池。4 循环水泵 :1、 2号机组设置立式混流泵 4台。循环水泵与其附属设备(滤网、清污机及起重设备露天 布置。5 压力进水管 :从泵房至汽机房为循环水进水管段,每台机采用一条预应力钢筒砼管(PCCP ,内径 32 00mm ,总长约 815m, 压力管在拐弯处设砼支墩

45、以承受推力。6 虹吸井 :1、 2机组各建 1座虹吸井,采用钢筋砼板式地下结构,长 ×宽 ×高 =46.7m×16m×7.6m。7 3500mm,采用现浇钢筋砼结构, #1虹吸井出口接出一条单孔排水管沟,长约 20m , #2虹吸井出口 接出一条单孔排水管沟,长约 120m ,然后 2条排水管沟合成双孔,直至排水口。 ×排水管沟 :排水管沟按 两台机组容量建成,汽机房至虹吸井段每台机组为 2DN2400钢管 , 虹吸井后排水管沟净空 35008 排水口:排水口断面为 1条双孔箱涵,沟内底标高 -4.0m ,每条箱涵长 9.0m ,重 290t

46、。9 循环水系统在低压侧凝汽器 A 、 B 进水管电动阀前分别接出一路水管作为水 水交换器用水管道,水 水交换器的排水至高压侧凝汽器 A 、 B 出水管电动阀后出水管。 在低压侧凝汽器 A 、 B 进水管电动阀后分别 接出一条水管合二为一作为水环式真空泵用水,真空泵的排水至高压侧凝汽器 B 侧电动阀后出水管。 10 低、高压侧凝汽器串联运行,装有进、出口电动阀。该系统由南京朗坤自动化股份有限公司设计,采用 Modicon Quantum系列产品,整个 PLC 系统由一个主 站和三个远程 I/O站共 11个机架组成,采用 CPU 双机热备用工作方式。一期 1号、 2号机组工程设 #2、 #3 两

47、个 120m,高约 70m 的半球形圆形煤场,煤场的总面积为 22620米 ²,煤堆高度 34.4m ,堆积角 38º,每个煤场储煤 13万吨,两个煤场共储煤 26万吨,按设计煤种,满足 2台炉燃用 27.4天;一期 3、 4号机组工程时,增加 #1圆形煤场, 3个煤场占地面积 33929米 ²,储煤量 为 39万吨,满足 4台炉燃用 20.6天,封闭式圆形煤场的结构下部由环型钢筋混凝土侧墙组成。侧墙高度 15米,上部为钢结构,彩板屋面。每个煤场内各安装一台由德国 SCHADE 公司生产的圆型堆取料机,其中堆料出力 3000t/h,与码头来煤一 致; 取料出力 1

48、500t/h,与运煤出力一致。 在每个煤棚内安装了一个固定煤斗, 煤斗下安装活化振动给煤机。1 #1、 #2机组工程输煤系统共有 22台带式输送机。 C0C5带式输送机共 12台 , 为卸煤系统。带宽为 B =1800mm,带速为 3.15m/s,出力:3000t/h, C0C1栈桥按布置三路带式输送机设计。 C5B 和 C5C 带 式输送机分别连接 #2、 #3圆形堆取料机。 C6C10栈桥按双路带式输送机设计,为上煤系统,带宽为 B =1400mm,带速为 2.5m/s,出力 :1500t/h。各皮带采用阻燃型。2 C0、 C1带式输送机因输送距离长或提升高度大,采用中部双电机驱动,其余为

49、头部单电机驱动。3 带式输送机系统,一路运行,一路备用,具备双路同时运行的条件。1 输煤 6KV A段由 6KV 公用 1C 段供电;输煤 6KV B段由 6KV 公用 2C 段供电;输煤 6KV A、 B 段母联开 关处于热备用状态;输煤 6KV A段和输煤 6KV B段可以通过母联开关互相供电。2 输煤 6KV A段分别向#1链斗式卸船机、#3堆取料机、#1输煤变、 C0A 皮带、 C1A 皮带、 C2A 皮带、 C3A 皮带、 C5A 皮带、 C5C 皮带、 C6A 皮带、 C6C 皮带、 C7A 皮带、 A 碎煤机、 C8A 皮带供电。3 输煤 6KVB 段分别向#2链斗式卸船机、#1

50、堆取料机、#2堆取料机、#2输煤变、 C0B 皮带、 C1B 皮带、 C2B 皮带、 C3B 皮带、 C5B 皮带、 C6B 皮带、 C7B 皮带、 B 碎煤机、 C8B 皮带供电。4 C9A、 B 皮带、 C10A 、 B 皮带分别由 6KV 公用 1C 、 2C 段供电。5 输煤 6KV 电气柜内分别设有 6KV 断路器开关(型号为 3AH3、电压互感器(型号 JDZX9-6、电流 互感器(型号 LZZBJ9、接地、接地开关、测量仪表和辅助回路。1 输煤 380VA 段、 B 段母线分别由 #1输煤变、 #2输煤变(2000KVA 供电,输煤 380V A、 B 段母联开 关处于热备用状态

51、;输煤 380V I段、 II 段可以通过母联开关相互供电。2 输煤 380V A段、 B 段母线都能分别向 T1、 T2、 T3、 T4、 T5、 T6转运站、燃料检修车间、推煤机房、 输煤集控室、运煤码头以及冲洗泵电气房供电。煤仓间低压负荷设一控制中心,电源分别由两台机的一段 供电,两个电源互为备用。3 各转运站电气房电源 I 段和 II 段可以通过刀闸开关的转换分别向配电柜供电。4 输煤 380V 断路器的型号分别为(施耐德 MT 和施耐德 NS 型;电流互感器型号为 LMZ-0.66;电压互 感器型号为 JDG-0.5。燃料直流系统由输煤集控 110V 直流控制系统, 直流系统均由一套

52、充电器和一个蓄电池组 (52个 构成 , 向输 煤 6KV/380V系统各开关提供控制、合闸和继电保护所需的直流电源。为了便于检修和事故处理每一直流 系统均设成直流 I 段和 II 段; 正常运行时充电器除给系统各负荷供电外还向蓄电池组供给浮充电流以弥补 蓄电池组自放电损失维持蓄电池的正常电压,当充电器或交流输入电源故障时由蓄电池向系统直流负荷供 电保证直流系统的正常运行。输煤系统一期工程码头码头全长 280m ,宽 32m ,码头面高程 5.65m ,码头设计底高程 -15.20m ,预留发 展至 -19.10m ,可以停靠一艘 3.57万吨级煤轮。码头基础结构采用不带卸荷板钢筋混凝土方沉箱

53、结构。 沉箱一次出水,沉箱基础为 10100kg 基础块石约 10234m3;抛石前基床开挖,开挖量 63880m3;方沉 箱尺寸为长 ×宽(带趾 ×高 =17.65×15×20.3m,趾长 1m ,单件重 2357t ,共预制安装沉箱 22件;沉箱 内外回填中粗砂约 387435m3,沉箱上现浇混凝土 C30胸墙 8224m3/19段;门机前轨安放在胸墙上,后 轨采用钢筋混凝土矩形轨道梁,轨道梁基础采用 600PHC管桩,间距 4m 设置 2根。码头胸墙上布置鼓 型橡胶护舷及系船柱等。码头面有两台由德国克虏伯公司生产的 1500t/h链斗式连续卸船机完

54、成码头来船 的卸煤任务。卸船机的额定出力为 1500吨 /小时,最大出力为 1800t/h。本厂统称的除灰渣系统包括除灰系统、除渣系统、除石子煤系统。1 电除尘装置采用的电除尘为四室四电场,除尘效率大于 99.2%。2 除灰采用干除灰正压气力输送方式,锅炉灰斗排出的干灰由发送器直接送至粗灰库或细灰库贮存。发 送器输送介质为压缩空气, 由专用空压机提供。 本期 2台机组共设置 3座灰库 , 其中 2座粗灰库 , 1座细灰 库 , 每座灰库直径 16m , 有效容积为 2400m3, 可满足 2台炉 2天的贮灰时间。灰库设干灰和湿灰装车接 口 , 采用汽车运灰送至山谷灰场或外卖供综合利用。除渣采用

55、水浸式刮板捞渣机作为炉底渣的捞出设备,每台炉设一台 Q=7.540t/h刮板捞渣机。刮板捞渣 机与水冷壁灰斗间设置过渡渣斗,渣斗内连续进工业水,水温<30。渣斗内水温保持在 60以内。捞 渣机出口设一台渣仓,渣仓容积约 90m3,可满足 15h 贮渣量。经刮板捞渣机排出的渣落至渣仓 , 然后由 运渣车运至灰场堆放。每台磨煤机出口设 1台石子煤斗 , 石子煤斗设进、出口闸板。磨煤机运行时,从磨煤机排出的石子煤先落 入石子煤斗,当石子煤斗装满时,关进口闸板开出口闸板,把石子煤放出,通过人力斗车运走。600MW 机组用水量设计, 最大设计处理能力为 1200m3/h, 通过混凝、 沉淀和过滤作

56、用除去水中的悬浮物、 胶体等杂质,为化学除盐系统、服务 /消防、生活用水及锅炉冲灰提供品质合格的用水。 ×净水站按一期工 程 41 锅炉补给水处理系统为高效纤维过滤器+活性碳过滤器+阳床+阴床+混床方案。2 锅炉补给水处理系统主要包括 2套出力为 100m3/h的过滤系统和除盐系统以及 2个体积为 3000m3除 盐水箱。1 凝结水精处理采用中压前置过滤器 +混床系统。设置前置过滤器是为缩短机组启动时的系统冲洗时间, 避免混床受到铁污染,保持混床高效的运行状态。凝结水精处理装置串接在凝结水泵和低压加热器之间。 每台机组的前置过滤器按 2×50%凝结水全流量设计,每台出力 7

57、25m3/h;混床出力按 3×50%凝结水全 流量设计,每台出力 725m3/h。每台机组正常运行时,两台前置过滤器并联运行,不设备用;两台高速混 床并联运行,一台备用,可满足每台机组的 100%凝结水处理量。2 精处理系统设有前置过滤器旁路和高速混床旁路系统,当进口凝结水温度或进出口压差超过设定值时, 凝结水全部经旁路通过。3 高速混床运行采用在线硅酸根分析仪、钠表、电导率仪及累计制水量控制运行失效终点。高速混床树 脂失效后采用三塔法体外再生系统, 1、 2号机组共 6台高速混床共用一套再生装置。1 1、 2号机组水汽取样分析装置一台机一套,共两套。该装置采用高温盘、低温盘与人工取

58、样盘分开布 置的形式。为及时检测凝汽器的泄漏情况,每台机组设置一套凝汽器检漏装置。2 汽水加药系统采用加氨、加氧处理方式(CWT 工况,及加氨、加联胺处理方式(AVT 工况。当机 组启动、机组停运前一段时间或精处理运行不正常时采用加氨、加联胺处理;当机组运行稳定,凝结水 1 00%处理,给水氢电导率 0.15µs/cm且系统无泄漏时采用加氨、加氧处理运行方式。化学制氢系统采用比利时范登堡制氢设备集团生产的 H2 IGen®制氢设备,能够提供高纯度的氢气,作为 发电机氢冷系统充氢之用。 系统可由两套制氢设备直接向发电机提供 14m3/h的氢气, 或充到氢缸中备用。工业废水处理系统主要处理电厂各生产工艺排放的工业废水,使之达到工业废水排放标准后回收使用,回 用于输煤系统冲洗用水及除灰系统等。本期设计处理能力为 100 m3/h。1 定子绕组允许在额定负荷下内冷却水断水运行持续 30秒。2 定子冷却水系统采用独立密闭的循环除盐水系统,定子绕组冷却水的进水温度范围为 4248,回水 温度不大于 78。3 定子绕组